P
OLITECHNIKA
O
POLSKA
W
YDZIAŁ
E
LEKTROTECHNIKI
A
UTOMATYKI I
I
NFORMATYKI
MGR INŻ
. J
ÓZEF
D
WOJAK
O
PRACOWANIE
E
FEKTYWNEJ
D
IAGNOSTYKI
E
KSPLOATACYJNEJ
Z
ESPOŁÓW
M
ASZYNOWYCH
W
E
NERGETYCE NA
P
RZYKŁADZIE
PGE
E
LEKTROWNI
O
POLE
S.A.
P
RACA
D
OKTORSKA
P
ROMOTOR
:
DR HAB
.
INŻ
. S
ŁAWOMIR
S
ZYMANIEC
PROF. POLITECHNIKI OPOLSKIEJ
Praca została wykonana w ramach realizacji projektu RPOP 01.03.01-16-003/10 „Nowocze-sna eksploatacja, diagnostyka, monitoring i se-wis łożysk tocznych w napędach elektrycznych – Laboratorium Instytutu Układów Elektronicznych i Elektroniki Przemysłowej Politechniki Opolskiej w Opolu.
Projekt finansowany przez Unię Europejską w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Opolskiego na lata 2007-2013 oraz Politechnikę Opolską.
Promotorowi pracy Panu dr hab. inż.
Sławomirowi Szymańcowi Profesorowi
Politechniki Opolskiej pragnę złożyć gorące po-dziękowania za zainspirowanie mnie do podjęcia tematu opracowania metod kompleksowej dia-gnostyki maszyn w energetyce, za poświęcony czas, cenne uwagi merytoryczne i sugestie doty-czące tej pracy, które znacząco przyczyniły się do wzbogacenia jej treści.
Autor dziękuje Panu Dziekanowi Wydziału Elektrotechniki, Automatyki i Informatyki
prof. dr hab. inż. Marianowi Łukaniszynowi za pomoc i umożliwienie realizacji niniejszej pracy. Wyrażam wdzięczność Zarządowi PGE Elektrowni Opole za pomoc i wsparcie w czasie pisania pracy. Udostępnienie na- rzędzi i materiałów diagnostycznych nie- zbędnych do jej napisania.
Dziękuję również Kierownikowi Wydziału Kontroli Jakości i Diagnostyki Panu Ireneuszowi Struzikowi za przychylność, cierpliwość i życzliwość oraz pomoc.
5 SPIS TREŚCI
WYKAZ OZNACZEŃ I SKRÓTÓW ... 9
1. WPROWADZENIE ... 11
1.1. Teza pracy ... 11
1.2. Cel i zakres pracy ... 11
1.3. Symptom drganiowy podstawą oceny stanu dynamicznego zespołów maszynowych ... 12
1.4. Diagnostyka zespołów maszynowych ... 13
2. DIAGNOSTYKA MASZYN W WARUNKACH PRZEMYSŁOWYCH. PARK MASZYNOWY PGE ELEKTROWNI OPOLE ... 18
2.1. Diagnostyka maszyn w warunkach przemysłowych ... 18
2.2. Park maszynowy Elektrowni OPOLE ... 19
3. STAN ZAGADNIENIA ... 27
3.1. Problemy przy uruchamianiu pierwszego bloku Elektrowni OPOLE S.A. związane z nadmiernymi drganiami generatora ... 34
4. ROZWIĄZANIE ZAGADNIENIA ... 40
4.1. Laboratorium diagnostyki eksploatacyjnej maszyn w Eelektrowni OPOLE . 40 5. NOWA TECHNOLOGIA DIAGNOZOWANIA ORAZ NOWA ORGANIZACJA DIAGNOSTYKI W PRZEDSIĘBIORSTWIE ENERGETYCZNYM ... 50
5.1. Uwarunkowania prawidłowej eksploatacji maszyn w przemyśle ... 50
5.2. Jednolity system nadzoru maszyn w PGE Elektrowni OPOLE S.A. ... 51
5.3. Wymagania ogólne systemu nadzoru stanu technicznego maszyn ... 54
5.4. System nadzoru maszyn - długofalowa koncepcja rozwoju w Elektrowni OPOLE ... 58
5.5. Wytyczne dla systemu nadzoru zespołów maszyn w Elektrowni ... 60
6. KRYTERIA OCENY STANU DYNAMICZNEGO MASZYN. WARTOŚCI GRANICZNE PRACY MASZYN ... 64
6
7. POMIARY I DIAGNOSTYKA MASZYN KRYTYCZNYCH ... 74
7.1. Podstawowe sygnały pomiarowe ... 74
7.2. Podstawowe analizy funkcyjne i narzędzia wykorzystywane w systemach diagnostyki dla maszyn krytycznych ... 74
7.3. Pełna procedura pomiarowa hipotetycznej maszyny krytycznej ... 83
7.4. Przykład wykorzystania systemu monitorowania ciągłego stanu dynamicznego maszyny krytycznej ... 85
8. POMIARY I DIAGNOSTYKA MASZYN QUASI-KRYTYCZNYCH I POMOCNICZYCH ... 100
8.1. Wybór wielkości pomiarowej ... 102
8.2. Punkty pomiarowe przy pomiarze dgań bezwzględnych ... 102
8.3. Dobór i mocowanie przetwornika ... 105
8.4. Aparatura pomiarowa ... 108
8.5. Pełna procedura pomiarowa hipotetycznej maszyny quasi-krytycznej lub pomocniczej ... 110
9. ROZPOZNAWANIE USZKODZEŃ MASZYN. CHARAKTERYSTYCZNE CZĘSTOTLIWOŚCI DRGAŃ W WIDMIE SYGNAŁU DRGANIOWEGO ... 112
9.1. Niewyważenie wirnika ... 113
9.2. Niewspółliniowość elementów maszyn ... 115
9.3. Defekty łożysk tocznych ... 116
9.4. Defekty łożysk ślizgowych ... 124
9.5. Luzy, odkształcenia mechaniczne i wadliwe mocowanie maszyn ... 125
9.6. Wadliwa współpraca kół zębatych ... 126
9.7. Defekty napędów pasowych ... 128
9.8. Drgania maszyn elektrycznych ... 129
9.9. Drgania wynikające z krytycznych warunków pracy maszyny lub rezonansów układu ... 132
9.10. Drgania aerohydrodynamiczne. ... 133
7
9.12. Przycieranie wału ... 136
10. BIEŻĄCA KOREKCJA STANU DYNAMICZNEGO MASZYN ... 140
10.1. Wyważanie wirników maszyn na miejscu eksploatacji (w łożyskach własnych) ... 140
10.2. Korekcja współosiowości wałów maszyn przy pomocy lasera ... 151
11. PRZYKŁADY ROZWIĄZANIA PROBLEMÓW EKSPLOATACYJNYCH MASZYN POTWIERDZAJĄCE SKUTECZNOŚĆ OPRACOWANEJ TECHNOLOGII DIAGNOSTYKI ... 162
11.1. Uszkodzenia łożyska NU 324C3 silnika pompy kondensatu ... 162
11.2. Wzrost poziomu drgań generatora przy wzroście mocy biernej ... 166
11.3. Drgania silnika na skutek pęknięcia klatki wirnika ... 170
11.4. Drgania silnika na skutek niewłaściwego posadowienia ... 174
11.5. Awaryjny postój bloku spowodowany uszkodzeniem napędów pomp cyrkulacyjnych ... 180
11.6. Wzrost poziomu drgań silnika wentylatora młynowego na skutek niewłaściwej pracy sprzęgła ... 188
11.7. Określenie przyczyn wzbudzania się drgań części WP turbiny i dużych wahań mimośrodowości wału turbozespołu ... 190
11.8. Usunięcie niebezpiecznych drgań rurociągu pary wtórnie przegrzanej i stropu na poziomie + 30 m w kotle BP 1150 ... 193
12. NOWA JAKOŚĆ W DIAGNOZOWANIU – POMIARY WYKONANE WIBROMETREM LASEROWYM ... 201
12.1. Diagnostyka napędów maszyn przy wykorzystaniu bezpośrednich pomiarów drgań wału ... 202
12.2. Diagnostyka drganiowa stanu dynamicznego niskoobrotowych silników ... 207
12.3. Pomiary i analiza drgań czoła uzwojeń stojana ... 209
12.4. Pomiary i analiza drgań transformatora dużej mocy ... 213
12.5. Pomiary drgań częstotliwości rezonansowych elementów maszyn ... 214
13. W POSZUKANIU „RÓWNOWAGI” MIĘDZY NIEZAWODNOŚCIĄ PRACY ZESPOŁÓW MASZYNOWYCH A KOSZTAMI UTRZYMANIA RUCHU... 216
8
13.2. Koszty poniesione w wyniku nieprzewidzianej awarii zespołów
maszynowych ... 220
13.3. Nakłady poniesione na system nadzoru zespołu maszyn ... 221
14. ANALIZA WSKAŹNIKÓW NIEZAWODNOŚCIOWYCH I EKSPLOATACYJNYCH W ELEKTROWNIACH ... 223
14.1. Wskaźniki niezawodnościowe i eksploatacyjne krajowych bloków energetycznych ... 223
14.2. Analiza awaryjności maszyn w krajowych elektrowniach ... 226
14.3. Wskaźniki niezawodnościowe i eksploatacyjne w Elektrowni Opole... 235
14.4. Elektrownia Opole najmniej awaryjną elektrownią w Polsce ... 244
15. UWAGI I WNIOSKI KOŃCOWE ... 245
ABSTRACT ... 248
9 WYKAZ OZNACZEŃ I SKRÓTÓW a A0 AF An ART c d D Edop fk fn f0 FOF FOR fs ft fw fz GCF GOF k l L La Lb Lkp Lr Ls Lw m mk mtż mw MW N Not 1x n NP On-Line Off-Line P Pos PZ Pz rms rt s - przyspieszenie drgań, - amplituda drgań, - wskaźnik dyspozycyjności,
- wyprodukowana energia elektryczna,
- średni czas ruchu, - prędkość dźwięku,
- średnica elementu tocznego, - średnica podziałowa łożyska,
- względne dopuszczalne resztkowe niewyważenie, - częstotliwość odpowiadająca defektowi koszyka,
- częstotliwość obrotów pierścienia zewnętrznego względem pierścienia wewnętrznego łożyska tocznego,
- częstotliwość obrotowa,
- udział czasu awarii w czasie kalendarzowym, - wskaźnik awaryjności,
- częstotliwość zasilania sieci,
- częstotliwość odpowiadająca defektowi elementu tocznego, - częstotliwość odpowiadająca defektowi bieżni wewnętrznej, - częstotliwość odpowiadająca defektowi bieżni zewnętrznej, - wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej,
- wskaźnik użytkowania mocy osiągalnej, - sztywność układu,
- odległość, - lewa strona,
- liczba postojów w remoncie awaryjnym, - liczba postojów w remoncie bieżącym, - liczba postojów w remoncie kapitalnym, - liczba postojów w remoncie średnim, - liczba postojów w rezerwie,
- liczba wszystkich postojów, - masa, - masa korekcyjna, - masa testowa - młyny węglowe, - masa wirnika, - niewyważenie,
- suma składowych harmonicznych drgań poza pierwszą w widmie drgań, - liczba elementów tocznych łożyska tocznego,
- turbina, część niskoprężna, - monitoring ciągły, - monitoring okresowy, - prawa strona, - moc osiągalna, - pompa zasilająca, - moc zainstalowana,
- wartość skuteczna (root mean square),
- promień, na którym osadzona jest masa testowa, - poślizg,
10 S SF SOF SP Sp Sp-p T Ta Tb TG Tk Tkp Tm Tp Tr Ts To V WC WM WN WP Zgo S 1x 0,5x 1 - przemieszczenie drgań,
- wskaźnik wykorzystania czasu kalendarzowego, - wskaźnik remontów planowych,
- turbina, część średnioprężna,
- pojedyncza amplituda przemieszczenia, - amplituda międzyszczytowa przemieszczenia, - okres sygnału,
- czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie awaryjnym, - czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie bieżącym, - turbogenerator,
- czas okresu, za który wykonywane są obliczenia (miesięcznie, kwartalnie, rocznie),
- czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie kapitalnym, - temperatura maszyny,
- czas pracy bloku lub grupy bloków w rozpatrywanym okresie,
- czas postojów bloku lub grupy bloków w rezerwie w rozpatrywanym okresie,
- czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie średnim rocznie, - temperatura otoczenia, - prędkość drgań, - wentylator ciągu, - wentylator młynowy, - wysokiego napięcia, - turbina, część wysokoprężna, - wytrzymałość zmęczeniowa stali, - naprężenia,
- kąt obciążenia łożyska,
- maksymalne wychylenie wału w płaszczyźnie pomiarowej, - pierwsza składowa harmoniczna drgań,
- ½ składowej harmonicznej drgań,
- kąt fazowy drgań pierwszej harmonicznej, b - współczynnik bezpieczeństwa,
k - współczynnik koncentracji naprężeń,
- prędkość kątowa,
11 1. WPROWADZENIE
1.1. Teza pracy
Jest możliwe opracowanie kompleksowej metody diagnostyki eksploata-cyjnej zespołów maszynowych w energetyce jako nowej technologii ujmu-jącej zadania eksploatacji, zabezpieczenia i zarządzania maszynami w energetyce.
Opracowana technologia diagnostyki zmniejszy awaryjność Elektrowni, polepszy jej wskaźniki techniczne i ekonomiczne oraz przyczyni się do po-prawy funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
1.2. Cel i zakres pracy
Celem pracy jest:
Opracowanie nowej technologii i organizacji diagnostyki eksploatacyjnej dla zespołów maszynowych w elektrowni cieplnej obejmującej jej cały park maszynowy, zwiększającej niezawodność pracy na przykładzie PGE Elektrowni OPOLE S.A. Technologia ta będzie obejmować sposób eksploatacji, zabezpieczenia i zarządzania maszynami w energetyce krajowej.
Opracowanie technologicznego wzorca dla przedsiębiorstw energetycz-nych, które decydują się na wprowadzenie kompleksowego programu zabezpieczenia, diagnostyki i zarządzania maszynami.
Opracowanie procedur pomiarowych dla maszyn o różnej ważności. Opracowanie kryteriów oceny i wartości granicznych pracy maszyn. Opracowanie wykazu uszkodzeń maszyn w czasie eksploatacji i metod
ich rozpoznawania.
Opracowanie wartości granicznych stanu dynamicznego dla różnych ze-społów maszynowych:
a) nowo oddanych do eksploatacji,
b) eksploatowanych zespołów maszynowych.
Opracowanie struktury i organizacji laboratorium pomiarowego.
Opracowanie analizy techniczno-ekonomicznej efektów zastosowania opracowanej technologii diagnostyki zespołów maszynowych w PGE Elektrowni OPOLE S.A. na tle podobnych wskaźników uzyskanych w in- nych elektrowniach krajowych.
Zakres pracy obejmuje:
Przedstawienie stanu zagadnienia.
Charakterystykę zespołów maszynowych zainstalowanych w PGE Elek-trowni OPOLE S.A.
12
Opis nowej metody organizacji badań i diagnostyki eksploatacyjnej ze-społów maszynowych w elektrowni na przykładzie PGE Elektrowni OPOLE S.A.:
a) opis metod oceny na przykładach badań maszyn krytycznych, b) opis metod oceny na przykładach badań maszyn
quasi-krytycznych i maszyn pomocniczych.
Opis warunków prawidłowej eksploatacji zespołów maszynowych w przemyśle
Opis rodzaju uszkodzeń eksploatowanych maszyn i sposobu ich rozpo-znawania.
Opis struktury i organizacji laboratorium badawczego na przykładzie Elektrowni OPOLE.
Analiza techniczno-ekonomiczna efektów zastosowania opracowanej technologii diagnostyki zespołów maszynowych w Elektrowni OPOLE na tle podobnych wskaźników uzyskanych w innych elektrowniach kra-jowych.
Opracowanie wniosków.
1.3. Symptom drganiowy podstawą oceny stanu dynamicznego zespołów
maszynowych
Dyspozycyjność, bezpieczeństwo eksploatacji oraz trwałość i niezawodność maszyn i urządzeń wykorzystywanych w procesie produkcyjnym ma olbrzymie znaczenie na osiągany sukces ekonomiczny przez przedsiębiorstwa [2, 7, 11, 12,18, 36, 37, 38, 53, 56, 133, 137, 138, 204, 209]. Znaczne straty produkcyj-ne mogą być skutkiem nieprzewidzianych awarii maszyn i urządzeń a w kon-sekwencji postoju maszyn. Do tego dochodzą często bardzo kosztowne na-prawy w/w maszyn.
Konieczne jest jak najczęstsze rozpoznawanie zmian stanu dynamicznego maszyn, stopnia zaawansowania zużycia, rodzaju i poziomu uszkodzeń po to, aby w przyszłości zapobiec ich skutkom i wcześniej podjąć odpowiednie dzia-łania zapobiegawcze. Obserwacja maszyn przez obsługę tylko w wyjątkowych sytuacjach daje takie możliwości.
Najwcześniejsze rozpoznanie zmian stanu dynamicznego maszyn dają sys-temy monitorujące ich stan techniczny poprzez pomiar drgań i temperatury [2, 12, 36, 37, 38, 53, 56, 137, 138, 204, 209, 216]. Dobrze zaprojektowana ma-szyna charakteryzuje się niskim poziomem drgań. W trakcie eksploatacji na-stępuje zużycie maszyny, fundamenty osiadają, elementy maszyny ulegają deformacji i z czasem dochodzi do subtelnych zmian właściwości dynamicz-nych maszyny. Pojawia się nadmierna niewspółosiowość wałów połączodynamicz-nych sprzęgłami, zużycie części, zwiększone niewyważenie elementów wirujących i zwiększenie luzów. Wszystkie te czynniki znajdują swoje odbicie we wzroście energii drgań maszyny [37, 38, 53, 56, 137,138, 204, 209, 229].
W wyniku tej sytuacji mogą być wzbudzane drgania rezonansowe i znacznie zwiększone obciążenia dynamiczne. Przyczyna oraz skutek oddziaływają na siebie (dodatnie sprzężenie zwrotne) i maszyna nieuchronnie zmierza ku awa-rii.
13
Rys. 1.3. Uszkodzone łożysko silnika wentylatora młynowego [86]
Sygnał drganiowy niesie wiele informacji związanych ze stanem technicznym maszyn i jest podstawą do wykorzystania w systemach ciągłego monitorowania tych sygnałów jako wskaźnika trendu stanu maszyny i wskaźnika potrzeby re-montu. Analiza widmowa tych sygnałów pozwala na identyfikację rodzaju uszko-dzenia [23, 25, 26, 37,38, 39, 53, 56, 137, 138, 204, 207, 209, 216].
1.4. Diagnostyka zespołów maszynowych
Autor posłużył się pewną analogią, porównując służbę zdrowia do działalności zespołu diagnostycznego.
Co to jest diagnostyka maszyn?
Diagnostyka, z greckiego diagnosis (poznanie), jest to identyfikacja choroby na podstawie symptomów. Ta krótka definicja zawiera trzy ważne słowa [144]:
Choroba – w naszym przypadku chodzi nie tylko o rozpoznanie wad ma-szyn czy urządzeń. Mówienie o chorobie jest uzasadnione w odniesieniu do wad i usterek utrudniających normalne ich funkcjonowanie. W przy-padku człowieka np. kichnięcie nie jest chorobą. Choroba zaczyna się po-wyżej pewnego progu, jeśli kichamy częściej niż zwykle, więcej niż inni, gdy cierpimy z tego powodu. Krótko mówiąc, kiedy nasz organizm odbiega od normy [144].
Symptom – informacja, która pozwoli rozpoznać wadę [144].
Identyfikacja (rozpoznanie) – jest to czynność porządkująca informacje będące do naszej dyspozycji [144].
W życiu codziennym dobrze jest, kiedy mamy stałego lekarza (tzw. lekarz ro-dzinny), który zna nasze dolegliwości od dawna, rejestruje je i zna historię naszej choroby.
W przypadku, kiedy „pacjentami” są maszyny, zespół diagnostyczny prowadzi diagnostykę od początku ich uruchomienia. Rejestrowana jest historia ich pracy,
14
efekty zużycia itp. Diagnosta podobnie jak lekarz rodzinny zna historię „choroby” i stan „zdrowia swoich pacjentów”.
Rys. 1.4. Diagnosta osłuchujący eksploatowany silnik. Obok lekarz osłuchujący pacjenta
Maszyna jako „pacjent" jest bardzo urozmaicona przede wszystkim pod wzglę-dem wymiarów, masy, parametrów pracy (ciśnienie, temperatura, zakres grubo-ści materiału, itp). Sygnały drganiowe i akustyczne są czymś w rodzaju języka, którym maszyna opowiada m. in. o swoim stanie. Ważne jest by rozumieć ten język Ponadto to diagnosta musi ze swoim sprzętem przyjść do „pacjenta”. W działalności diagnosty, podobnie jak lekarza, przeprowadzane są badania, sta-wiana jest diagnoza i identyfikacja zagrożenia. Później następuje leczenie. Cza-sami wystarczy osłuchanie maszyny stetoskopem, wykonanie EKG w postaci zarejestrowania widma drgań (w naszym przypadku widma o częstotliwości w zakresie od 3Hz do 10kHz), bronchoskopia (badania endoskopowe), USG (ba-dania ultradźwiękowe) czy RTG (ba(ba-dania rentgenowskie-prześwietlenie), ale często potrzebna jest transplantacja w postaci wycięcia spoiny i zastąpienia jej nową, wymiany łożyska czy nawet całego układu wirującego. Niekiedy potrzebna jest pomoc ortopedyczna w postaci ustawienia maszyny (osiowanie wałów, usztywnienie elementów maszyny itp.). Wykonywane są także analizy kontrolne stanu zdrowia pacjenta. W naszym przypadku są to np. badania próbnych złączy wykonywanych przez poszczególnych spawaczy, czy też próby wydolnościowe, jaką jest np. ciśnieniowa próba wodna kotła.
Podobnie jak w polityce zdrowotnej kraju prowadzenie profilaktyki i diagnostyki wspartej wykorzystaniem specjalistycznego sprzętu diagnostycznego i wnikliwą analizą danych (znajomością historii choroby pacjenta), doświadczeniem i wie-dzą diagnosty (lekarza rodzinnego) jest wartościowym środkiem zmniejszania ryzyka uszkodzeń (choroby) w eksploatacji maszyn i urządzeń.
Wszystkie te badania wymagają prowadzenia dokumentacji, tj. przede wszyst-kim rejestracji urządzeń oraz ich stanu technicznego z uwzględnieniem "stanów chorobowych".
Cel diagnostyki maszyn charakteryzuje się trzema zadaniami [204, 209]: diagnoza – określenie bieżącego stanu technicznego,
15
prognoza – określenie horyzontu czasowego przyszłej zmiany stanu tech-nicznego
Obiektywna ocena stanu danej maszyny opiera się na pomiarach dostępnych do obserwacji symptomów (objawów) stanu technicznego i następnie wnioskowanie na podstawie otrzymanych danych. Symptom stanu zawiera w sobie trzy grupy parametrów i charakterystyk możliwych do obserwacji [204, 209]:
parametry funkcjonalne, robocze maszyny elektrycznej (np. moc, pręd-kość, prąd),
parametry i charakterystyki będące bezpośrednim symptomem zużycia (np. luzy, odchyłki kształtu i wymiarów w stosunku do wzorca),
badanie procesów resztkowych (np. drgania, hałas, strumień osiowy, wy-ładowania niezupełne).
Każda maszyna przechodzi cztery fazy swego istnienia: konstruowanie, wytwa-rzanie, eksploatację i złomowanie. Na etapie każdego z nich należy prowadzić stosowną diagnostykę.
Rys. 1.5. Cele diagnostyki na poszczególnych etapach „życia” maszyny [204] W ujęciu ogólnym zespoły maszyn można eksploatować na 3 sposoby [204, 209]:
Eksploatacja do wystąpienia awarii. Eksploatacja planowo zapobiegawcza.
Eksploatacja zależna od stanu maszyny.
Takie ujęcie zagadnienia eksploatacji zespołów maszynowych określa jedno-cześnie metody ich remontów. Wyróżnia się w związku z tym [23, 25, 26, 56, 204, 209]:
16 Remont poawaryjny.
Remont zapobiegawczy uwarunkowany okresem eksploatacji.
Remont uwarunkowany stanem technicznym (nowa metodologia diagno-zowania maszyn).
Monitorowanie sygnałów drganiowych umożliwia prowadzenie remontów urunkowanych stanem maszyny i zaniechania remontów zapobiegawczych wa-runkowanych czasem oraz remontów poawaryjnych (rys. 1.5, 1.6, 1.7).
Rys. 1.6. Remonty poawaryjne
17
Rys. 1.8. Remonty uwarunkowane stanem maszyny
Wczesne rozpoznanie uszkodzenia zespołu maszynowego i podjęcie w związku z tym odpowiednich działań znacznie zmniejsza koszty naprawy (rys. 1.9).
Rys. 1.9. Im wcześniej rozpoznamy uszkodzenie tym mniejsze poniesiemy koszty naprawy [212]
18
2. DIAGNOSTYKA MASZYN W WARUNKACH PRZEMYSŁOWYCH. PARK MASZYNOWY PGE ELEKTROWNI OPOLE
2.1. Diagnostyka maszyn w warunkach przemysłowych
. Można powiedzieć, że na miejsce eksploatacji trafia silnik tak pod wzglę-dem elektrycznym jak i dynamicznym w stanie dobrym.
Z diagnostyką eksploatacyjną mamy do czynienia, kiedy silnik jest zesprzęglo-ny z maszyną napędzaną będących w ruchu i uczestniczy w procesie technolo-gicznym. Nie ma tu miejsca na zatrzymanie maszyny, a każde nieplanowane od-stawienie napędu wiąże się z dużymi stratami przedsiębiorstwa.
Diagnostyka eksploatacyjna zespołów maszyn jest prowadzona przez autora od początku pracy Elektrowni „OPOLE” i polega na rejestracji i analizie drgań bezwzględnych opraw łożyskowych oraz drgań względnych wału w panewkach łożysk. Wykonywana jest także analiza prądu obciążenia silnika i pomiar tempe-ratury łożysk.
Autor prowadzi diagnostykę eksploatacyjną zespołów napędowych maszyn wykorzystując systemy monitorowania i zabezpieczeń działające w trybie On-Line oraz system monitorowania maszyn pomocniczych przy pomocy sprzętu przeno-śnego w trybie Off-Line. Na podstawie analizy widmowej sygnałów drganiowych, prądu obciążenia i śledzenia trendów, autor przewiduje ewentualne pogorszenie się stanu dynamicznego zespołów maszyn jednocześnie wskazując na prawdo-podobną przyczynę tego stanu.
Monitorowanie sygnałów drganiowych umożliwia prowadzenie remontów uwa-runkowanych stanem maszyny (rys. 1.8) i zaniechania remontów zapobiegaw-czych warunkowanych czasem jej pracy oraz remontów poawaryjnych.
19
2.2. Park maszynowy Elektrowni OPOLE
W PGE Elektrowni OPOLE S.A. są zainstalowane zespoły maszynowe napę-dzane silnikami indukcyjnymi klatkowymi.
Tabela 2.1. Zestawienie zespołów napędowych 6 kV
Lp. NAZWA URZĄDZENIA NAPĘDZANEGO OZNACZENIE TYP SILNIKA MOC PRĄD R UZW. technologiczne (kW) (A) (Ω) 1 Pompa wody
zasilającej 1(2)PZ2 SYJe-154t /02 6300 698 0.023 03(04)LAC12AP101 2
Wentylator spalin 03(04)HNC10AN101
DKKAB 80 33-8U** 4500 1981 0.00346 03(04)HNC20AN201 3 Wentylator spalin odsiarczania 01(02)HTC10AN001 1 RN 1 1802-8HN60-2 3700 427 0.0922 4 Pompa wody chłodzącej 1(2)PC1 SBJVe-1716r 2000 235 0.148 1(2)PC2 03(04)PAC10AP101 5 Wentylator spalin 1(2)WS1 SZJre-158s 1700 200 0.103
1(2)WS2 6 Wentylator powietrza wtórnego 03(04)HLB10AN101 AMA 450 L4A BAH 1400 156 0.3449 03(04)HLB20AN101 7 Sprężarka 94SA1 DKKEJ5018-2wk 1250 136 0.358
do RNCC45LX2B3 94SA5 8 Wentylator powietrza pierwotnego 1(2)WP1 SZJre-136t 1000 117.5 0.188 03(04)HLB30AN101 9 Wentylator powietrza wtórnego 1(2)WP2 SZJre-134t 1000 117.5 0.193 1(2)WP3 10 Pompa kondensatu 1(2)PK1 SBDVdm-134t 1000 115 0.275 1(2)PK2 SVf 450 Y4E 1000 111 0.43 03(04)LCB11AP101 03(04)LCB12AP101 11 Wentylator młynowy 1(2)WM1 SZJr-134s 850 99 0.226 do Sf 450 Y4 850 100 0.382 1(2)WM6 03(04)HLF10AN301 do 03(04)HLF50AN301 12 Pompa cyrkulacyjna 1(2)NK1 LUV 6/4 HQ 80-605 800 103 0.445 1(2)NK2 03(04)HAG21AP101 03(04)HAG22AP101 13 Sprężarka Składowisko --- SCDdm-134s 800 96 0.350
20
Tabela 2.1. Zestawienie zespołów napędowych 6 kV c.d.
Lp. NAZWA URZĄDZENIA NAPĘDZANEGO OZNACZENIE TYP SILNIKA MOC PRĄD R UZW.
14
Młyn węglowy 1(2)MW1 SZDr-124u 650 80 0.630
do Sf 450 X4E 650 76.7 0.49 1(2)MW6 03(04)HFC10AJ401 do 03(04)HFC50AJ401 15 Przenośnik taśmowy w
moście skośnym 30LT1 SZJre-136r 630 76.2 0.381
30LT2
30LT3
30LT4
16 Pompa wody
zdekarbonizowanej 33KA1 SADVdm-124s 500 59.5 0.763
do 33KA5 17 Pompa cyrkulacyjna odsiarczania 01(02)HTF11AP001 SF 450 Y8 450 54.3 1.12 03(04)HTF11AP001 18 Pompa uzdatniania
kondensatu 1(2)PE1 SADVdm-124r 400 48.2 1.095
1(2)PE2 SCDVdm-124r 03(04)LCB21AP101 SVf 355 Y4 400 46.6 1.26 03(04)LCB22AP101 19 Pompa cyrkulacyjna odsiarczania 01(02)HTF12AP001 Sf 450 X8 400 49.1 1.28 01(02)HTF21AP001 03(04)HTF12AP001 03(04)HTF21AP001 20 Pompa cyrkulacyjna odsiarczania 01(02)HTF13AP001 Sf 450 X8 350 42.4 1.76 01(02)HTF22AP001 03(04)HTF13AP001 03(04)HTF22AP001
21 Pompa wody surowej
M.Panew 54P1 SADVdm-126r 320 40.6 1.363 do 54P6 22 Przenośnik taśmowy 29LT1 SZDc-196t 320 40 0.665 29LT2 29LT3
21
Tabela 2.1. Zestawienie zespołów napędowych 6 kV c.d.
Lp. NAZWA URZĄDZENIA NAPĘDZANEGO OZNACZENIE TYP SILNIKA MOC PRĄD R UZW. 23 Pompa próżniowa odsiarczania 10HTM36AP001 Sf 355 Y6 315 38.6 1.82 10HTM46AP001 24 Pompa wody powrotnej PWP1 SZJc-174t 250 29.6 0.865 do PWP5
25 Pompa bagrowa OA1 SZJc-174s 200 24 1.250
OA2
OA3
26 Pompa wody ruchowej 1(2)PR1 SZJc-176t 200 24.8 1.132
1(2)PR2
03(04)PGC20AP101
03(04)PGC10AP101
27 Pompa skroplin 03(04)LCJ20AP101 SZDVc-174 s2E 200 24.7 1.3 28 Przenośnik taśmowy 29LR3 SZDc-174s 200 24.7 1.025
29LR4 Sf 315 X4
29 Pompa wody sieciowej
zimowej kotłowni 53PS1 SZJc-174s 200 24 1.203 pomocniczej 53PS2 53PS3 30 Przenośnik taśmowy 29LT10 SZDc-174r 160 19.8 1.725 29LT11 31 Wentylator spalin kotłowni pomocniczej 53WS1 SZDc-198r 160 21.1 1.885 do Sf-315 X6 19.8 2.975 53WS4
22
Tabela 2.2. Zestawienie zespołów napędowych 0,4 kV Lp. NAZWA URZĄDZENIA NAPĘDZANEGO TYP SILNIKA
MOC PRĄD R UZW ( kW ) ( A ) ( Ω )
1 Pompa skroplin z regeneracji niskoprężnej Se 315 L2 160 297 0,056 2 Pompa skroplin z regeneracji niskoprężnej Sg 315 M2B 160 277 0,056 3 5 x Pompa ścieków deszczowych na
oczyszczalni ścieków
5 x SZDVc 178c 160
4 8 x Dmuchawa powietrza utlen. (OXI) 8 x Sgm 315 M4B 160 284
5 4 x Obracarka wału turbiny głównej 4 x Se 315 M2A 132 228 0,056 6 4 x Przenośnik taśmowy 4 x Se 315 M4 132 235 0,065 7 4 x Kompr. do czysz.reg. 4 x KA 7 315 M –
BB036 - Z
132 230 brak danych 8 2 x Pompa wody p.poż. 2 x Sg 315 S2 110 189 0.58 9 2 x Przenośnik taśmowy 2 x Se 315 S4 110 195 0,83 10 3 x Sprężarka powietrza AKPiA 3 x 1LA
310-2A/91Z
110 196 brak danych 11 Pompa w.c. czysz.reg. odsiarczania Sgm 315 S4 110 197
12 6 x Pompa susp. wap odsiarczania 6 x Sgm 315 M6B 110 201 13 7x Pompa wody zasilającej kotłowni
pomocniczej
7x Se 280 M2 (*) 90 164 0,068
14 6 x Pompa wody zasilającej kotłowni pomocniczej 6 x Se 280 M2 (*) 90 15 2 x Pompa szlamu 2 x Sf 280 M4 90 158 0,075 16 Ładowarka ŁWKS 500 Se 315 M6A 90 166 0,085 17 4 x Pompa rozruchowa układu olejowego
turbiny głównej
4 x SKf 280 S2 (*)
75 137 0,086
23
Tabela 2.2. Zestawienie zespołów napędowych 0,4 kV c.d. Lp. NAZWA URZĄDZENIA NAPĘDZANEGO TYP SILNIKA
MOC PRĄD R UZW ( kW ) ( A ) ( Ω )
19 6 x Pompa oleju opałowego II stopnia 6 x EXM Sf 280 S4 75 134 0,097 20 Zwałowarka ZOS 2000 Sfc 280 S4 75 132 0,089 21 Ładowarka ŁWKS 500 Sfc 280 S4 75 132 0,09 22 8 x Pompa wody do chłodzenia wodoru 8 x Sg 280 S4 (*) 75 134 0,1 23 4x Pompa wody zdekarbonizowanej 4x SKf 280 S4 75 132 0,09 24 2x Wentylator pow. pierwotn. kotł.
pomocn.
2x Se 315 S6 75 138 0,07
25 3x Pompa wody p.poż. 3x Sg 280 S4 75 134 0,089 26 2x Pompa wody drenażowej 2x SKf 280 S4 75 132 0,09 27 4x Dmuchawa powietrza uszczeln.
odsiarczania
4x 2Sg 280 S2 75 134
28 12x Pompa wody do smoczków 12x Sf 250 M2 55 100 0,135 29 8x Pompa odwodnień 8x SKf 250 M2 55 100 0,139 30 10x Dmuchawa powietrza uszczelniającego 10x Sg 250 M2 55 100 31 3x Wózek wygarniający pompa główna 3x Sf 250 M4 55 101 0,135 32 Ładowarka ŁWKS 250 SKfc 250 M4 55 101 0,132 33 2x Podajnik ślimakowy CSZP 2x Sg 280 M6 55 100 brak
pom. 34 Pompa w.c. wody odsiarczania 2Sg 250 M4 55 98 35 8x Pompa susp.gips. odsiarczania 8x 2Sg 250 M4 55 98 36 4x Pompa odwodnień 4x SKf 225 M4 45 84 0,145 37 Ładowarka ŁWKS 250 Sfc 225 M4 45 84 0,141 38 2x Pompa wody napowietrzonej 2x Se 225 M4 45 82 0,081
24
Tabela 2.2. Zestawienie zespołów napędowych 0,4 kV c.d. Lp. NAZWA URZĄDZENIA NAPĘDZANEGO TYP SILNIKA
MOC PRĄD R UZW ( kW ) ( A ) ( Ω )
39 2x Pompa wody napowietrzonej 2x Sg 225 S4 37 69 0,191 40 4x Pompa wody zdemineralizowanej 4x SLf 200 L2B 37 69 0.174 41 12x Dmuchawa powietrza uszczelniającego 12x Sg 200 L2B 37 67 0,194 42 12x Pompa skroplin regeneracji
wysokoprężnej
12x Sf 200 L2B 37 69 0.174
43 8x Pompa skroplin zanieczyszczonych 8x SKf 225 S4 37 69 0,191 44 4x Pomocn. pompa oleju smarnego turbiny 4x SKf 200 L2B 37 69 0,94 45 3x Pompa rozładowcza oleju opałow. 3x EXM Se 225 S4 37 69 0,2 46 8x Pompa wody techn. odsiarczania 8x 2Sg 200 L2B 37 67 47 Przenośnik taśmowy Sf 200 L4 30 56 0,301 48 2x Przenośnik taśmowy: napęd taśmy 2x SDf 200 L4 30 56 0,283 49 3x Przesiewacz rolkowy 3x Sf 200 L4 30 56 0,305 50 4x Przenośnik taśmowy napęd taśmy 4x SDf 200 L4 30 56 0,278 51 2x Pompa wody nadosadowej 2x Sg 200 L4 30 56 0.301 52 24x Mieszadło absorb. odsiarczania 24x 1LA5 207-
4AA90 Z
30
53 12x Pompa wody do smoczków 12x Sf 180 M2 22 43 0,423 54 4x Pompa rez. oleju smarn. przekł. PZ2 4x SKf 180 L4 22 41 0,429 55 4x Pompa powr. filtratu odsiarczania 4x 2Sg 200 L6 22 42 56 2x Pompa membr. szlamu odsiarczania 2x Sgm 180 L4 22 34,5 57 4x Pomocn. pompa oleju smarnego 4x SKf 160 L2 18,5 35 0,485 58 6x Podajnik węgla napęd główny 6x Sf 180 M4 18,5 36 0,55 59 6x Pompa w układzie oczyszczania skrapl. 6x Sg 180 M4 18,5 34,5 0,54
25
Tabela 2.2. Zestawienie zespołów napędowych 0,4 kV c.d. Lp. NAZWA URZĄDZENIA NAPĘDZANEGO TYP SILNIKA
MOC PRĄD R UZW ( kW ) ( A ) ( Ω )
60 Awaryjna pompa wody zdemineralizowanej Sf 180 M4 18,5 36 0,55 61 3x Pompa ścieków odsiarczania 3x Sg180 M4 18,5 34,5 62 Podgrzewacz powietrza wtórnego SKf 180 L6 15 30 0,263 63 16x Pompa skroplin 16x SKf 160 L4 15 29,8 0,62 64 4x Pompa wody chłodz. stojan gen. 4x QU 160 M2B 15 28,1 brak pom. 65 8x Podgrzewacz pow. pierwotnego 8x SKf 160 M4 11 22,5 0,342 66 4x Obracarka wału turbiny pomocn. 4x Sf 160 M2A 11 21,5 brak
pom. 67 Odżużlacz Sf 160 L6 11 23,8 0,9 68 3x Pompa wody płucznej odsiarczania 3x Sg 160 M2A 11 20,9 69 3x Pompa zasil. filtr taśm. odsiarczania 3x Sg 160 M4 11 22 70 4x Pompa rozruchowa ukł. olej. turb. pom. 4x SLe 132 S2B
(*)
7.5 15,3 0,525
71 12x Pompa oleju nast. rolek młyna 12xSe 132 M4 7.5 15,2 0,82 72 2x Pompa oleju w ukł. uszczelnień
generatora
2x SKf 132 M4 7.5 15,3 0,82
73 12x Pompa oleju smarow. przekładni młyna 12x SKf 132 S4 5.5 11,7 brak pom. 74 16x Pompa oleju lewarowego 16x SKf 132 M6 5.5 13 brak pom. 75 8x Podstaw. i rezerw. pompa oleju wentyl.
WP 2, 3
8x Sf 112 M4 4 8,9 brak pom. 76 12x Pompa oleju smarnego rolek młyna 12x Se 100 L4B 3 6,6 brak pom.
Reasumując powyższe zestawienie tabelaryczne napędów, diagnostyką eksploa-tacyjną jest objętych 173 zespoły napędowe 6 kV, 2080 zespołów napędo-wych 0,4 kV. Generuje to 4600 pkt. pomiaronapędo-wych w 90 utworzonych trasach pomiarowych. Tabela 2.3 przedstawia przykładową trasę pomiarową młynów węglowych.
26
Tabela 2.3. Raport pomiarowy z trasy pomiarowej młynów węglowych 4 bloku
27 3. STAN ZAGADNIENIA
O
Odd ppoonnaadd 2020 llaatt auauttoorr aannaalliizzoowwaałł ststaann i iststooppiieeńń zuzużżycyciiaa mamasszzyynn ororaazz ststoo- -p
piieeńń zazaaawwaannssoowwaanniiaa didiaaggnnoossttyykkii mmaasszzyynn w w krkraajjoowwyycchh eleleekkttrroowwnniiaacchh,, w w s
szzcczzeeggóóllnnoośśccii ww 4 4eleleekkttrroowwnniiaacchh o oblblookkaacchh 363600 MMWW i i 220000 MMWW.. WW ppoocczząątt- -k
koowwyymm ookkrreessiiee obobsseerrwwaaccjjii i i ananaalliizzyy aauuttoorr ssttwwiieerrddzziiłł dduużżąą ililoośśćć awawaarriiii zeze- -s
sppoołłóóww mamasszzyynnoowwyycchh nanappęęddzzaannyycchh sisillnniikkaammii inindduukkccyyjjnnyymmii klklaattkkoowwyymmii.. A
Awwaarriiee ttee nniioossłłyy zzaa ssoobbąą dduużżee ssttrraattyy ww eelleekkttrroowwnniiaacchh.. W W eleleekkttrroowwnniiaacchh prproowwaaddzzoonnaa bbyyłłaa ekekssppllooaattaaccjjaa plplaannoowwoo zazappoobbiieeggaawwcczzaa u uwwaarruunnkkoowwaannaa okokrreesseemm ekekssppllooaattaaccjjii mmaasszzyynnyy,, a a okokrreeśślleenniiee prprzzyycczzyynnyy a awwaarriiii uussttaallaannoo zzaazzwwyycczzaajj ww cczzaassiiee pprrzzeegglląądduu ppooaawwaarryyjjnneeggoo [[220099]]..
Ponad 20-letnia praktyka autora w diagnostyce eksploatacyjnej na-pędów elektrycznych pokazała, że większość uszkodzeń silników (ponad 80 %) była natury mechanicznej i wynikała z niewłaściwych warunków ich pracy (posadowienie, defekty maszyny napędzanej, niewspółosiowość wałów, sprzęgło, niewyważenie wirnika, łożyska). Często przyczyna wzrostu poziomu drgań silnika leżała po stronie maszyny napędzanej, np. wentylatora.
Często zpołem maszynowym zajmowała się grupa elektryków i grupa mechaników między którymi dochodziło do konfliktów co do przy-czyny złego stanu maszyny.
W czasie badań eksploatowanych napędów elektrycznych w warun-kach przemysłowych często pomijano maszynę napędzaną a dia-gnosta badający silnik wg autora powinien znać budowę i dynamikę całego zespołu łącznie z fundamentem i przyległymi rurociągami. Unika się dzięki temu takiej sytuacji, że usuwa się skutek złego stanu dynamicznego silnika, a nie jego przyczynę. Np. jeżeli wymienimy uszkodzone na skutek wysokiego poziomu drgań łożyska silnika, nie przeprowadzając rzetelnej diagnostyki całego zespołu maszyn i nie rozpoznając przyczyny wysokiego poziomu drgań łożysk (która może leżeć po stronie maszyny napędzanej) łożyska ulegną ponownemu uszkodzeniu. Z powyższych względów w niniejszej pracy autor bę-dzie się zajmował zespołami maszyn jako jednym obiektem (silnik + maszyna napędzana + posadowienie + fundament + przyległe ruro-ciągi).
Organizacja diagnostyki maszyn w zakładach była niejednilita i zaj-mowało się nią zbyt wiele zespołów diagnostycznych. Przykładowo jeden zespół zajmował się diagnostyką monitorowania ciągłego, inny diagnostyką pomiarów okresowych, jeszcze inny pomiarami współ- osiowości wałów maszyn czy wyważaniem wirników. Powodowało to dezorganizację diagnostyki i uniemożiwiało skutecznemu, szybkiemu przepływowi informacji o stanie maszyn.
28
Statystyka awaryjności maszyn elektrycznych, w tym napędów z silnikami in-dukcyjnymi klatkowymi WN, w jednej z krajowych elektrowni przedstawia się na-stępująco (tabela 3.1).
Tabela 3.1. Liczba awarii silników klatkowych WN w przykładowej krajowej elektrowni [209]
ROK LICZBA AWARII OGÓŁEM LICZBA AWARII MECHANICZNYCH LICZBA AWARII ELEKTRYCZNYCH 1994 44 27 17 1995 37 25 12 1996 30 21 9 1997 37 23 14 1998 31 21 10 1999 33 20 13 2000 29 18 11 2001 23 16 7 2002 27 18 9 2003 27 19 8
Z przedstawionego w tabeli 3.1 zestawienia widać wyraźnie, że ogólna liczba awarii silników WN w miarę upływu czasu maleje, a liczba awarii elektrycznych jest zdecydowanie mniejsza od liczby awarii mechanicznych. Autor uważa że w większości krajowych zakładów przemysłowych jest podobnie [209].
W latach 1994 do 2002 przeprowadzono analizę przyczyn i skutków awarii 217 silników pracujących w napędach potrzeb własnych elektrowni zawodowych i elektrociepłowni, głównie w okręgu południowym w Polsce [51]. W tabeli 3.2 za-prezentowano zestawienie awarii silników ze szczególnych uwzględnieniem na-pędów pomp wody zasilającej, wentylatorów młynowych, wentylatorów ciągu i spalin oraz młynów węglowych.
29
Tabela 3.2. Zestawienie awarii silników z uwzględnieniem napędów 217 silników pracujących w napędach potrzeb własnych elektrowni zawodowych i elektrociepłowni [51] ROK LICZBA AWARII SILNIKÓW W TYM W NAPĘDACH: PZ WM WC,WS MW 1994 16 4 7 1 1 1995 21 8 3 1 3 1996 23 6 6 4 0 1997 22 6 3 4 0 1998 25 7 6 3 1 1999 26 3 8 4 5 2000 20 4 9 0 3 2001 39 6 8 2 14 2002 25 7 2 6 3 Razem 217 51 52 25 30
PZ – pompy wody zasilającej, WM – wentylatory młynowe WC,WS – wentylatory ciągu, spalin, MW – młyny węglowe
M. Bernatt [12, 207] podaje liczbę awarii silników w jednej z elektrowni w latach 1974, 1998, 1999 (tabela 4.3). Autor pisze, że w okresie gospodarki scentralizo-wanej awaryjność eksploatowanych maszyn w tym również silników elektrycz-nych była bardzo wysoka. W latach 70-tych i 80- tych ubiegłego wieku do remon-tu w zakładach naprawczych przekazywano rocznie z samej tylko energetyki 600 silników WN. W ciągu ostatnich 15 lat wskaźnik awaryjności (stosunek ilości sil-ników uszkodzonych w ciągu roku do ogólnej ilości silsil-ników zainstalowanych) zmniejszył się co najmniej kilkanaście razy.
Tabela 3.3. Ilość awarii silników WN w jednej z elektrowni [12]
ROK 1974 1998 1999
Ilość silników zainstalowanych 220 324 324 Ilość silników ulegających awarii 65 10 2
B. Drak w publikacji [51, 207] podaje statystykę uszkodzeń silników WN po-trzeb własnych w krajowych elektrowniach i w elektrociepłowniach okręgu połu-dniowego w latach 1994-2002. Podaje również zestawienie awarii silników WN potrzeb własnych w latach 1999-2002 dla trzech elektrowni o takich samych mo-cach bloków (tabela 3.4).
30
Tabela 3.4. Procentowe ujęcie miejsc uszkodzeń silników WN w trzech elektrow niach [51]
MIEJSCE USZKODZEŃ SILNIKA
PROCENTOWY UDZIAŁ, [%] ELEKTROWNIE 1 2 3 Stojan 80,8 95,8 86,6 Wirnik 0,0 0,0 6,7 Stojan + wirnik 19,2 4,2 6,7
W tym w uszkodzonych stojanach
Uszkodzenie izolacji stojana 88,5 95,8 80,8 Deformacja czół uzwojenia stojana 38,5 20,8 26,7
Upalenie(zerwanie przewodów
zasilających uzwojenie) 7,7 4,2 13,3
Uszkodzenie rdzenia stojana 11,5 0,0 0,0
W ostatnich latach zauważono zwiększenie awarii silników spowodowa-nych uszkodzeniem łożysk toczspowodowa-nych. Powoduje to równoczesne uszkodze-nie wirnika i rdzenia stojana (rys. 3.2).
31
Rys. 3.2. Uszkodzenie wirnika silnika na skutek wytopienia powierzchni pierście- nia wewnętrznego łożyska silnika
32
Rys. 3.4. Uszkodzone łożysko pompy cyrkulacyjnej na odsiarczaniu spalin
Rys. 3.5. Uszkodzone łożysko silnika wentylatora młynowego
Brak systemu zabezpieczeń i nadzoru krytycznych zespołów maszynowych w elektrowni może doprowadzić do bardzo poważnej, nieprzewidzianej awarii i ogromnych strat finansowych (rys. 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6).
33
Rys. 3.6. Awaria generatora w jednej z elektrowni
AAnnaalliizzuujjąącc szszcczzeeggóółłoowwoo prprzzyycczzyynnyy aawwaarriiii ii nniieeoocczzeekkiiwwaannyycchh,, niniee- -p
pllaannoowwaannyycchh popossttoojjóóww nanappęęddóóww z z sisillnniikkaammii inindduukkccyyjjnnyymmii klklaattkkoowwyy- -m
mii WNWN,, ww ooppaarrcciiuu oo wwłłaassnnee ddoośśwwiiaaddcczzeenniiaa i i oobbsseerrwwaaccjjee,, auauttoorr uussttaalliiłł n
naassttęęppuujjąąccąą lliissttęę pprrzzyycczzyynn:: s
sttaann łłoożżyysskk,, i izzoollaaccjjaa uuzzwwoojjeeńń ssiillnniikkóóww,, n niieewwyywwaaggaa,, nniieeoossiioowwoośśćć ii lluuzzyy zzwwiiąązzaannee zz rruucchheemm wwiirrnniikkaa,, n niieessyymmeettrriiaa sszzcczzeelliinnyy ppoommiięęddzzyy ssttoojjaanneemm aa wwiirrnniikkiieemm,, u uzzwwoojjeenniiee kkllaattkkoowwee wwiirrnniikkaa,, s sttaann ffuunnddaammeennttóóww,, kkoonnssttrruukkccjjii wwssppoorrcczzyycchh ii mmooccoowwaanniiaa.. LLiissttęę ppooddaannoo ww kkoolleejjnnoośśccii,, oodd pprrzzyycczzyynn nnaajjcczzęęśścciieejj wwyyssttęęppuujjąąccyycchh ddoo ttyycchh kkttóórree w wyyssttęęppuujjąą nanajjrrzzaaddzziieejj.. WW ososttaattnniicchh lalattaacchh ststaann fufunnddaammeennttóów,w, kokonnssttrruukkccjjii w wssppoorrcczzyycchh i i momoccoowwaanniiaa rreellaattyywwnniiee ssttaajjąą sisięę prprzzyycczzyynnąą wywyrraaźźnniiee wzwzrraassttaa- -j jąąccąą [[220099]]..
ZZ aannaalliizzyy aauuttoorraa wywynniikkaałłoo,, żeże ststaannddaarrddoowwee pprroocceedduurryy didiaaggnnoossttyykkii ( (zzaalleecceenniiaa nnoorrmm kkrraajjoowwyycchh ii mmiięęddzzyynnaarrooddoowwyycchh,, zzaalleecceenniiaa pprroodduucceenn- -t tóóww,, dodokkuummeennttaaccjjee tteecchhnniicczznnoo--rruucchhoowwee mamasszzyynn,, momonniittoorriinngg ogogóóllnnee- -g goo popozziioommuu drdrggaańń)) niniee wywyssttaarrcczząą dodo wcwczzeessnneeggoo i i bbeezzppiieecczznneeggoo rorozz- -p poozznnaawwaanniiaa ii iiddeennttyyffiikkaaccjjii źźrróóddłłaa uusszzkkooddzzeeńń mmaasszzyynn..
NNaalleeżżyy ww zazalleeżżnnoośśccii odod roroddzzaajjuu prprzzyycczzyynn uusszzkkooddzzeeńń ststoossoowwaaćć róróżż- -n
nee mmeettooddyykkii bbaaddaańń..
WW zwzwiąiązzkkuu z zpopowwyyżżsszzyymm auauttoorr zazapprrooppoonnoowwaałł ii wwddrroożżyyłł pprrzzyy wswsppaarr- -c
ciiuu ffiinnaannssoowwyymm i i tteecchhnniicczznnyymm ZZaarrzząądduu ElEleekkttrroowwnnii OpOpoollee nonowwąą tetecchh- -n
34
3.1. Problemy przy uruchamianiu pierwszego bloku Elektrowni OPOLE
S.A. związane z nadmiernymi drganiami generatora
Przykładem stanu zagadnienia są np. trudności przy uruchamianiu pierwszego bloku w Elektrowni OPOLE. Problem nadmiernych drgań stojaka łożyskowego pojawił się w czasie rozruchu pierwszego turbozespołu nowo wybudowanej elektrowni. Generator synchroniczny 6THW – 360, produkcji ABB Dolmel, napędzany jest turbiną parową 18K360, produkcji ABB – Zamech. Jest to jednowałowa, trójkadłubowa turbina kondensacyjna reakcyjna. Wirniki turbiny podparte są na trzech łożyskach ślizgowych nośnych oraz jednym łożysku oporowo – nośnym. Łożysko oporowo – nośne zabudowane jest w stojaku środkowym między kadłubami turbiny wysokoprężnej WP i turbiny średnioprężnej SP i stanowi punkt stały turbiny. Łożyska ślizgowe generatora są umiejscowione w tarczach łożyskowych, które wykonane są z grubych stalowych płyt wzmocnionych promieniowymi żebrami usztywniającymi. Stanowią one zamknięcie kadłuba generatora.
Końcówka wału wirnika z pierścieniami ślizgowymi (układ wzbudzenia), podpar-ta jest dodatkowym szóstym stojakiem łożyskowym, poza którym znajduje się jeszcze wzbudnica pomocnicza ze stałymi magnesami. Jest to pomocnicze źró-dło napięcia turbogeneratora. Masa oraz sztywność stojaka łożyska szóstego jest mała w porównaniu z masami i sztywnościami podpór innych łożysk turbozespo-łu. Od początku pracy turbozespołu stojak w/w łożyska nastręczał znacznych problemów, a nawet uniemożliwiał rozruch bloku. Powodem tych problemów był stan dynamiczny stojaka łożyska 6, na którym wartość skuteczna prędkości drgań sięgała 25 mm/s.
Rys. 3.7. Schemat turbozespołu (WP- część wysokoprężna, SP- część średnioprężna, NP- część niskoprężna, L- strona lewa, P- strona prawa)
35
Rys. 3.8. Generator z zaznaczonym stojakiem łożyskowym 6 Pomiary i analiza drgań
Zły stan dynamiczny turbozespołu objawiał się przede wszystkim w postaci zwiększonych wartości drgań układu wirnik – łożyska.
Zjawiska te mogą być wywołane różnymi przyczynami, których wykrycie wyma-ga niekiedy długotrwałych pomiarów, obserwacji i prób. W takich przypadkach najczęściej oprócz pomiarów drgań elementów turbozespołu wykonuje się rów-nież pomiary tych parametrów procesowych maszyny, które mogą mieć pośredni lub bezpośredni wpływ na jej stan dynamiczny. Wykrycie współzależności między zmianą jakiegoś parametru, a mierzonymi drganiami prowadzi bardzo często do ustalenia przyczyn niedopuszczalnego stanu dynamicznego maszyny.
Autor zaproponował program badań turbozespołu wg poniższego opisu. Wyniki badań i czynności korekcyjne pozwoliły na uruchomienie turbozespołu.
W czasie rozruchu turbozespołu zarejestrowano znaczny poziom drgań stojaka łożyska szóstego w kierunku poziomym. Poziom drgań w pozostałych kierunkach (pionowym i osiowym) był niski i wynosił ok. 1,7 mm/s rms. Stan dynamiczny po-zostałych węzłów łożyskowych turbozespołu był dobry.
Analiza widmowa drgań wykazywała, że dominujący wpływ na drgania stojaka ma składowa o częstotliwości obrotów turbozespołu (50 Hz).
36
Rys. 3.9. Widma drgań stojaka łożyska nr 6 w kierunku poziomym i osiowym Ustalono, że turbozespół został poprawnie wyosiowany i zdecydowano się na doważenie wirnika na tarczy, fabrycznie do tego celu przeznaczonej, umieszczo-nej w końcowej części wału. Na tarczy w określonym przez pomiary miejscu, za-instalowano odważnik o masie 300 g. Pozwoliło to ograniczyć poziom drgań sto-jaka do ok. 2 mm/s, ale po synchronizacji generatora drgania ponownie wzrosły do ok. 15 mm/s. Zaobserwowano także zmianę poziomu drgań stojaka w zależ-ności od wartości mocy biernej. Operacja doważenia umożliwiła rozruch turboze-społu, a zmieniający się stan dynamiczny stojaka wskazywał, iż należy wykonać szereg dalszych pomiarów, aby znaleźć przyczynę tych zmian.
Kolejnym etapem pomiarów było zdjęcie charakterystyki wybiegowej drgań tur-bozespołu. Podczas wybiegu turbozespołu zaobserwowano wzrost drgań i zmia-nę fazy drugiej harmonicznej stojaka łożyska szóstego w połowie obrotów zna-mionowych turbozespołu (25Hz, rys. 3.10). Częstotliwość rezonansowa stojaka była więc blisko częstotliwości obrotowej wirnika turbozespołu, co powodowało znaczne wzmocnienie drgań łożyska szóstego w okolicy prędkości znamionowej wału.
Niezależnie od powyższego przeprowadzono pomiary współfazowości drgań stojaka w kierunku poziomym i pionowym (przetworniki drgań ustawione promie-niowo prostopadle do siebie). Okazało się, że drgania łożyska szóstego w kie-runku poziomym są w fazie z drganiami w kiekie-runku pionowym, inaczej niż np. na łożysku piątym, gdzie drgania są przesunięte względem siebie o ok. 900.
37
Rys. 3.10. Krzywa wybiegowa składowej 2x dla czujnika drgań bezwzględnych w kierunku poziomym stojaka łożyska nr 6 (u góry – druga harmoniczna, poniżej – faza)
Aby mieć całkowitą pewność, że stojak pracuje w strefie rezonansu, zdecydo-wano się na pobudzenie do drgań stojaka wzbudnikiem (przy wyłączonej obra-carce) w zakresie częstotliwości od 15Hz do 60Hz o sile 10N i pomiar odpowiedzi układu. Pomimo małej siły wzbudzenia stojak dawał odpowiedź w postaci zwięk-szonych drgań w okolicy 50Hz (rys. 3.12.). Autor podjął działania mające na celu odstrojenie konstrukcji stojaka od jego częstotliwości rezonansowej.
38
Rys. 3.11. Widma wzajemne drgań, z którego można odczytać współfazowość drgań stojaka w różnych kierunkach dla stojaka szóstego (z lewej) i dla stojaka piątego (z prawej)
Rys. 3.12. Odpowiedź stojaka na pobudzenie wzbudnikiem drgań w postaci drgań w kierunku poziomym
39 Rozwiązanie
Aby odstroić konstrukcję stojaka łożyskowego od częstotliwości obrotowej wir-nika należało zmienić jego masę lub sztywność (4.1).
0 = √k/m (3.1)
gdzie 0 - częstość własna
Ze względu na ograniczoną możliwość zmiany sztywności zdecydowano się na zainstalowanie dodatkowej masy na stojaku łożyskowym. Przedsięwzięcie to miało obniżyć poziom drgań stojaka łożyskowego nr 6 do poziomu bezpiecznego dla eksploatacji, do czasu najbliższego planowanego remontu.
Eksperymentalnie dobrano wartość masy. W Hucie „Małapanew” w Ozimku odlano cztery prostopadłościany o łącznej masie 1,2 tony, które ustawiono na płycie posadowczej stojaka (rys. 3.13.). Zarejestrowano spadek maksymalnego poziomu drgań do ok. 4,0 mm/s.
Rys. 3.13. Płyta posadowcza stojaka łożyska wraz z umieszczonymi na niej masami.
40
W czasie kampanii remontowej zwiększono sztywność omawianego stojaka poprzez wzmocnienie konstrukcji i wymianę szpilek mocujących na szpilki o większej średnicy (rys. 3.14).
Rys. 3.14. Zwiększenie sztywności stojaka łożyska poprzez wzmocnienie jego konstrukcji
Po uruchomieniu turbozespołu rejestrowany poziom drgań kozła łożyskowego nr 6 nie przekraczał 3,7 mm/s RMS. Dzięki rozpoznaniu przyczyn drgań łoży-ska ustrzeżono się przed tego typu błędami przy montażu następnych tur-bozespołów.
4. ROZWIĄZANIE ZAGADNIENIA
4.1. Laboratorium diagnostyki eksploatacyjnej maszyn w
Eelektrowni OPOLE
Krytyczna ocena sposobu eksploatacji i stanu diagnostyki w krajowych elek-trowniach zainspirowała autora do konieczności podjęcia badań nad powyższymi zagadnieniami. Autor zorganizował Laboratorium Diagnostyki Eksploatacyjnej Maszyn. Miało to miejsce już na początku funkcjonowania Elektrowni OPOLE. W zamierzeniach autora, Laboratorium miało mieć możliwość prowadzenia badań diagnostycznych, w szczególności miało umożliwić wykonanie tzw. czynnych eksperymentów diagnostycznych.
Laboratorium Diagnostyki Maszyn zostało wyposażone w następującą aparaturę i stanowiska:
41
stanowisko komputerowe do oceny stanu dynamicznego maszyn w czasie eksploatacji na podstawie pomiarów okresowych i analizy drgań lub śle-dzenia i analizy danych pomiarowych z systemu monitorowania ciągłego,
Rys.4.1. Stanowisko komputerowe do oceny stanu dynamicznego maszyn. Na zdjęciu widoczne są dwa zbieracze danych
podręczny miernik poziomu drgań umożliwiający pomiar wg norm ISO, lampa stroboskopowa do oględzin elementów wirujących maszyn,
stetoskop elektroniczny do osłuchiwania łożysk i innych elementów ma-szyn,
analizator drgań umożliwiający analizę drgań obiektu wg norm ISO oraz wyważanie wirników maszyn,
zbieracz danych wraz z oprogramowaniem umożliwiający gromadzenie okresowych danych pomiarowych z uprzednio utworzonych tras pomia-rowych. Wskazane jest, aby oprogramowanie zbieracza danych było czę-ścią oprogramowania do monitorowania ciągłego (uzupełnieniem),
miernik poziomu dźwięku z filtrem oktawowym,
42
Rys.4.2. Początkowy etap organizowania Laboratorium Diagnostyki Maszyn
Zadania Laboratorium Diagnostyki Maszyn
Prowadzenie działalności badawczej w zakresie diagnostyki zespołów maszynowych w Elektrowni OPOLE,
Prowadzenie czynnych eksperymentów diagnostycznych obejmujących przypadki typowe i nietypowe dla zespołów maszynowych Elektrowni, Ocena stanu dynamicznego maszyn w czasie eksploatacji na podstawie
śledzenia i analizy danych systemu monitorowania ciągłego lub pomiarów okresowych,
Prognozowanie trendu zmian stanu dynamicznego maszyn na podstawie powyższej oceny,
Gromadzenie bazy danych o maszynach,
Ostrzeganie o możliwej awarii maszyn i wskazywanie ich części, które ewentualnie należy przewidzieć do wymiany,
W przypadku pogorszenia stanu dynamicznego maszyny wskazywanie przyczyny tego pogorszenia,
Wydawanie zaleceń eksploatacyjnych i remontowych wynikających z oce-ny stanu dynamicznego maszyn i inoce-nych urządzeń,
Ocena stanu dynamicznego maszyn przed remontem i po remoncie - kon-trola efektywności remontu,
W przypadku nagłej awarii ustalanie jej przyczyny,
Bieżąca korekcja stanu dynamicznego maszyn poprzez np. doważanie wirników w łożyskach własnych czy ustawiania wałów maszyn przy pomo-cy lasera, z uwzględnieniem odchyłek cieplnych w trakcie eksploatacji.
43
W przyszłości Laboratorium Diagnostyki Eksploatacyjnej Maszyn powinno spełniać wymagania Polskiej Normy PN-EN ISO/IEC 17025 „Ogólne Wyma-gania Dotyczące Kompetencji Laboratoriów Badawczych i Wzorcujących” i uzyskać odpowiednie akredytacje. Umożliwi to działania ww. laboratoriów zgodne z systemem zarządzania jakością (ISO 9001).
Model szkoleniowo - badawczy zespołu maszynowego
W celach szkoleniowo-badawczych autor zaprojektował i wdrożył model zespo-łu maszynowego umożliwiający symulację:
niewywagi i korektę niewywagi, nieosiowość i korektę nieosiowości, uszkodzenie łożyska tocznego, luz łożyskowy,
uszkodzenie klatki wirnika,
niesymetrie szczeliny powietrznej w silniku, złe posadowienie maszyn,
złe mocowanie maszyn, uszkodzenie sprzęgła,
pękniecie wału, przycieranie wirnika
44
Zarejestrowane widmo drgań obudowy łożyska modelu z wirnikiem wyważonym i ustawioną współosiowością wałów przedstawiono na rys. 4.4. Pomiary przepro-wadzono przy prędkości obrotowej wirnika 1500 obr/min.
Rys. 4.4. Widmo drgań obudowy łożyska modelu. Wirnik wyważony i wyosiowany Symulację niewyważenia wirnika autor realizował przykręcając na wirniku modelu masę w postaci śruby (rys. 4.5).
45
Rys. 4.6. Widmo drgań obudowy łożyska modelu. Symulacja niewyważenia wir- · nika
Niewielka pionowa korekcja położenia silnika spowodowała pojawienie się drugiej składowej harmonicznej w widmie drgań obudowy łożyska modelu. Pomiar zare-jestrowano w kierunku osiowym obudowy łożyska (rys. 4.7)
Rys. 4.7. Widmo drgań obudowy łożyska modelu. Symulacja niewspółosiowości wałów
Poluzowanie łożyska modelu powodowały pojawienie się w widmie drugiej i trzeciej harmonicznej (rys.4.8).
46
Usztywnienie sprzęgła generowało w widmie drgań szereg harmonicz- nych (rys. 4.9)
Rys. 4.9. Widmo drgań obudowy łożyska modelu. Symulacja sztywnego sprzęgła Symulacje na modelu miały ograniczony wymiar i sprowadzały się do symulacji prostych defektów maszyny. Uszkodzenia bardziej złożone skutkowały niszcze-niem modelu.
Doświadczenia w wykrywania uszkodzeń zespołów maszynowych autor nabył w czasie eksperymentowania na modelu oraz w czasie wieloletniej praktyki dia-gnozowania maszyn w Elektrowni. Doświadczeniami tymi autor podzieli się w dalszej części tej pracy przedstawiając konkretne przykłady rozwiązywanych pro-blemów eksploatacji maszyn przy użyciu narzędzi diagnostycznych.
Quasi-stacjonarna rezonansowa wyważarka wolnoobrotowa wirni-ków
Analizując liczbę awarii w krajowej energetyce spowodowanej stanem niewy-wagi wirnika zespołów maszynowych można stwierdzić, że jest to jedna z pod-stawowych przyczyn złego stanu dynamicznego maszyn.
Autor opracował i wdrożył projekt wyważarki, umożliwiającej wyważanie wirni-ków maszyn wirnikowych o średnicy do 2m i masie do 5 T. Wyważarka jest insta-lowana tylko na czas wyważania na płycie posadowczej Stacji Prób i Pomiarów. Oprzyrządowanie pomiarowe podaje na podstawie pomiarów bardzo dokładne wartości mas korekcyjnych oraz kąta mocowania tych mas na wyważanym wirniku.
Skonstruowana wyważarka jest wolnoobrotową wyważarką z podporami gumo-wymi. Na rys.4.10 przedstawiono rysunek złożeniowy wyważarki z podporami gumowymi. Wyważany wirnik spoczywający na łożyskowanych rolkach umiesz-czonych na stojakach jest połączony sprzęgłem Cardana z silnikiem elektrycz-nym. Na rysunku widać również konstrukcję stojaka wyważarki i sposób ustawie-nia wyważanego wirnika, który osadza się w trzech łożyskowanych rolkach.
